Autor: Martín Rosas

Los elementos fundamentales en la formación de los precios parecían haber logrado un balance algo inestable, que fue perturbado por las noticias emanadas de la OPEP+, que dejó al mercado con muchas dudas y movió su percepción hacia el negativismo. Venezuela y el campo de gas Manatee, compartido con Trinidad y Tobago.

Por: JUAN SZABO y LUIS A. PACHECO*

Cuando la OPEP+ anunció que pospondría su reunión de ministros del 26 al 30 de noviembre, muchos se imaginaban que el tiempo adicional sería utilizado para lograr acuerdos sustantivos sobre su estrategia de recortes voluntarios de producción. Por desgracia, los dos anuncios publicados por la OPEP, reportando lo acordado por los países productores a puerta cerrada, ofrecieron escasas respuestas y sembraron no pocas dudas acerca de la estrategia del cartel ampliado, reforzando los sentimientos negativos que se han venido acumulando en el mercado petrolero. Los acuerdos sobre los recortes de producción, anunciados en un lenguaje inusualmente confuso, se pueden resumir como sigue:

• Los recortes voluntarios tendrán vigencia durante el primer trimestre de 2024 y se ajustarán a las condiciones del mercado petrolero.
• Un total de 1.696 Mbpd de recortes fueron ofrecidos por Arabia Saudita, Irak, EAU, Kuwait, Argelia, Kazajistán y Omán.
• Rusia mantendrá una reducción de 500 Mbpd en sus exportaciones (300 Mbpd crudo, 200 Mbpd productos) con respecto a los promedios de mayo y junio.
• Incorporación de Brasil al grupo de OPEP+.

Para ayudar a entender el alcance del anuncio, desglosemos los recortes anunciados, de cerca de 2,2 MMbpd, en relación con la situación operacional actual:

Como ya es costumbre, los recortes voluntarios excluyen a Irán, Nigeria y Venezuela, países cuya producción, reportada directamente a la OPEP, rara vez coincide con lo transmitido por las fuentes secundarias que utiliza la OPEP; la producción de estos países en su conjunto pueden representar variaciones de más de +/- 1,0 MMbpd en periodos cortos, que hace palidecer los recortes netos anunciados.

Para añadir a la confusa situación, Angola no solo no anunció un recorte voluntario adicional, sino que rechazó públicamente su cuota actual y reiteró su propuesta de una cuota de 1,18 millones de barriles a partir de enero. Añadió que no se atendrá a la nueva cuota de la OPEP.

No es sorpresa que aun los más experimentados observadores y analistas de la industria tengan problemas para seguir la pista de los incumplimientos, reducciones y sobreproducciones resultantes de estos anuncios, con el agravante de que la línea base para los recortes no es uniforme.

Así las cosas, estos últimos anuncios no son más que la ratificación de una reducción  voluntaria casi idéntica a la que hoy está en vigor, incluyendo la ya bien conocida poca confiabilidad de Rusia y la de algunos otros países a la hora de cumplir los acuerdos. En resumen, una decisión que no tiene efecto real más allá de extender el statu quo hasta marzo 2024.

¿Por qué entonces los precios caen tras los anuncios? Se supone, si uno le da credibilidad a los voceros desde Viena, que la medida es una respuesta a la proyección de un mercado sobre surtido para principios de 2024, lo cual pareciera contradecir las proyecciones de demanda petrolera recién publicadas por la misma OPEP. Adicionalmente, algunas fuentes afirman que existe un déficit en el suministro, y es difícil identificar las fuentes de suministro que puedan remontar la carencia. Por lo menos, esta confusa situación es evidencia de que el grupo de estudios de mercado y el de estrategia del cartel no están en la misma página.

Esta poca claridad de los anuncios de la OPEP+ es, al menos, desorientadora, y se toma como evidencia de falta de cohesión dentro del cartel a la hora de tomar medidas efectivas. No son buenas señales en momentos en los cuales las dos superpotencias, EE.UU. y China, y la economía mundial en general, lo que esperan es que el petróleo fluya de manera continua y sin controles artificiales de precio.

Por otro lado, durante la mayor parte de la semana, los precios encontraron cierto apoyo en los problemas causado por tormentas en el mar Negro, que retrasaron considerablemente los despachos de petróleo de Rusia y Kazajistán, problemas que parecen extenderse en el tiempo.

Los eventos relacionados con las guerras en Ucrania y Gaza no han tenido repercusiones sobre el mercado petrolero, por ahora, a pesar de que ambos frentes han estado muy activos.

Según la EIA, EE.UU. está produciendo crudo en 13,2 MMbpd (incluyendo condensado de campo), que algunos analistas consideran niveles innecesarios dado el estado del mercado. Los aumentos en sus inventarios, tanto de crudo como productos, también contribuyeron a presionar los precios a la baja.

En suma, los elementos fundamentales en la formación de los precios parecían haber logrado un balance algo inestable, que fue perturbado por las noticias emanadas de la OPEP+, que tal como concluimos anteriormente, dejó al mercado con muchas dudas y movió su percepción hacia el negativismo.

De manera que estamos culminando otra semana (la quinta) con los precios a la baja. Los crudos marcadores Brent y WTI al cierre del mercado el viernes 1º de diciembre, se cotizaban en 78,88 y 74,07 $/bbl, respectivamente. Puede que el espíritu de la Navidad (los fundamentos de mercado) aclare el panorama y ocurra un “Santa Claus rally”, como ha pasado en algunos cierre de año.

Aunque nada tiene que ver con el mercado petrolero de corto plazo, es relevante mencionar que continúa la tendencia de consolidación de empresas, particularmente en la Cuenca del Pérmico en los EE.UU. ConocoPhillips (NYSE:COP) y OXY (NYSE:OXY) compiten por agregar a CrownRock a sus respectivas carteras. El valor aproximado de los activos de CrownRock, casi enteramente localizada en la sub cuenca Midland, es de unos 10 MMM$, pero podría elevarse por la puja entre las dos empresas que la cortejan.

Venezuela

Eventos Políticos: La fecha establecida por el Departamento de Estado de los EE.UU. como el hito para evaluar el avance del cumplimiento de lo acordado en Barbados en octubre pasado entre el régimen y la oposición, vino y se fue; y no dejó mucha de claridad acerca de las consideraciones que pueda tener la Casa Blanca después de tanto aspaviento. Los presos políticos, venezolanos o americanos, no fueron liberados.

En cuanto a la habilitación de los candidatos presidenciales, ya sobre la última hora, los mediadores de Noruega informaron que el régimen les había hecho llegar un “procedimiento” para que los candidatos inhabilitados puedan solicitar al Tribunal Supremo de Justicia (TSJ) un amparo para obtener la habilitación.

El procedimiento hecho público es muy particular y ha originado muchas críticas, no solo por la instancia a la que se debe acudir, que se sabe responde a los intereses del régimen, sino que la mera solicitud de una medida cautelar ante TSJ, podría implicar la admisión, sin ser cierto, que el solicitante está inhabilitado, una especie de “CATCH 22”.

Sorpresivamente, el Departamento de Estado de EE.UU., en un comunicado de prensa, fechado el 1º de diciembre, indicó: “Estados Unidos acoge con beneplácito las medidas adoptadas para implementar el acuerdo de la hoja de ruta electoral entre la Plataforma Unitaria y los representantes de Nicolás Maduro, en particular el anuncio del 30 de noviembre que define el cronograma y el proceso para la reincorporación de todos los candidatos…” Tendremos que indagar más para poder interpretar las reacciones.

Otro evento de importancia, no menos controversial, fue el dictamen de la Corte Internacional de Justicia (CIJ), en respuesta a la solicitud de Guyana de medidas cautelares contra el referendo consultivo programado por el régimen para el 3 de diciembre. Ambas partes han declarado la decisión de la Corte como una victoria y el referéndum siguió adelante -al cierre de esta columna se reporta una muy baja participación en la votación, pero se espera que de igual manera el régimen abultará las cifras.

Con el ensordecedor ruido de la disputa con Guyana y el ultimátum de la administración de Joe Biden con respecto al cumplimiento de los acuerdos de Barbados, no se le ha prestado la debida atención a un evento que podría afectar la economía nacional, y quizás hasta su soberanía.

El gobierno de Trinidad y Tobago (T&T) le dio a Shell Trinidad la licencia para proceder a desarrollar el yacimiento de gas natural conocido como Manatee, localizado en las aguas frente a la Plataforma Deltana. En una nueva noticia, la contratista norteamericana McDermott ha recibido, de Shell Trinidad, una notificación para proceder a elaborar un contrato de ingeniería, adquisición, construcción e instalación para el desarrollo del yacimiento Manatee.

Ahora bien, esta enorme acumulación de gas natural, descubierta por PDVSA con el pozo Lorán-1X en 1980, se extiende entre las aguas territoriales de Trinidad y Venezuela; de hecho, más de 70% del yacimiento está ubicado bajo aguas venezolanas. Sin embargo, el régimen venezolano desistió en el pasado reciente de seguir negociando con T&T el desarrollo conjunto.

Ahora que las sanciones de la OFAC no pueden ser utilizadas como excusa, y que hay un negocio paralelo con el gas de Paria, Venezuela debería entablar las negociaciones correspondientes para un desarrollo unificado de Manatee, so pena de terminar en otro reclamo de derechos venezolanos que no fueron oportunamente defendidos.

Transición Energética: COP 28

En los Emiratos Árabes Unidos (EAU) comenzó la Conferencia de la ONU sobre el Cambio Climático (COP28), que reunió prominentes dirigentes mundiales para tratar el tema del calentamiento global y la transición energética, un evento de dos semanas. En los primeros días lo que se ha visto es una renovación de los ataques contra los combustibles fósiles desde todas las esquinas -olvidando las dificultades de los últimos dos años para suplir energía confiable al planeta cuando se prescinde del carbón, petróleo y gas; también se han reiterado las propuestas de diferentes países de donar fondos para financiar la transición energética en países subdesarrollados. Tiene algo de ironía el hecho de que el evento se celebra en la península arábiga, cuyo subsuelo alberga un tercio de las reservas petroleras del mundo -una situación que ha sido muy criticada por los grupos ambientalistas.

Para sumarle a la ironía, uno de los compromisos más noticioso ha sido el de ExxonMobil y Aramco, las empresas petroleras más grandes del mundo, que encabezaron el compromiso de 50 productores de petróleo de reducir las emisiones de sus propias operaciones -las compañías firmantes representan alrededor del 40% de la producción mundial de petróleo-. El acuerdo ha levantado mucho polvo, ya que ninguna de las empresas acepta reducir la producción de petróleo y gas, pero sí se comprometen a limitar las emisiones de metano (Ch4), uno de los gases de efecto invernadero más peligrosos, a casi cero para 2030 y detener la quema rutinaria de gas natural.

Tendremos que esperar que las deliberaciones concluyan para poder analizar los impactos de este nuevo cónclave mundial.

* La ilustración fue generada utilizando Midjourney, realizada por Luis A. Pacheco.

*M. Juan Szabo, analista internacional.
*Luis A. Pacheco, non-resident fellow at the Baker Institute Center for Energy Studies.

Del amago que sigue sin disiparse de un apagón financiero de las empresas pasamos a un apagón regulatorio por cuenta de la inoperancia de la CREG.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

El 2023 inició con el desconcierto y el desencanto de los usuarios del servicio de energía, particularmente los de la región Caribe, después del fiasco que significó el publicitado Pacto por la Justicia tarifaria anunciado y propiciado por la entonces ministra de Minas y Energía Irene Vélez en octubre del año pasado entre el Gobierno y las empresas prestadoras del servicio, como respuesta al reclamo y a las protestas por las desmesuradas alzas tarifarias.

Después de incrementos del 24% en promedio nacional y más del 40% en la región Caribe, la baja prometida en las tarifas con el tal Pacto no superó el 4%. Fue un verdadero parto de los montes. Y al final, al cierre del año anterior el alza desmesurada de las tarifas registró un 22,4%, promedio nacional y por encima del 30% en la región Caribe. Muy por encima, por lo demás de la inflación global del 13,1%, la mayor en 23 años.

El alza en las tarifas no fue mayor por la aplicación de la opción tarifaria, que no las congela sino que difiere los incrementos, convirtiéndose en una bola de nieve que creció hasta superar los $5 billones la deuda de los usuarios con las empresas, abocando a estas a un problema de flujo de caja que sigue amenazando su sostenibilidad financiera.

La situación se tornó aún más grave a consecuencia de la deuda insoluta del Estado con las electrificadoras por concepto de subsidios reconocidos y aplicados a los estratos 1, 2 y 3 por una cuantía de $2,3 billones más.

Ello llevó a XM, la empresa que opera el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y administra el mercado mayorista, en octubre de este año a alertar sobre el riesgo de un efecto dominó que podía derivar en una falla sistémica que podría comprometer la prestación del servicio.

De hecho, Air-e llegó a notificar a las generadoras de su imposibilidad de pagar la energía contratada, declarándose insolvente, lo cual podía llevar a una limitación de suministro, lo cual conllevaba su intervención por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, por ser ello una causal de la misma.

Le tocó al nuevo ministro de Minas y Energía Omar Andrés Camacho salir en volandas a expedir la Resolución 40611 del 11 de octubre para evitarlo, al tiempo que se autorizó una línea de crédito de $1 billón en FINDETER para solventar a dichas empresas. Cifra que resulta insuficiente para desactivar esta bomba de tiempo.

Las tarifas siguen al alza, empujadas en gran medida por la espiral alcista de los precios en Bolsa, que llegó a superar el 21 de octubre el precio marginal de escasez ($1.530.56/KWH) estimulada por el máximo grado de estrés en que está el sistema, debido al reducido margen de maniobra del SIN, toda vez que mientras la demanda oscila alrededor de 222 GWHD, la oferta a duras penas llega a los 240GWHD, es decir que estamos a ras con bola. Ello obedece fundamentalmente al rezago en la ejecución y entrada en operación de importantes proyectos de generación, empezando por Hidroituango, que ha debido entrar en 2018 y a la fecha solo están operando 4 de las 8 unidades del mismo. Para no hablar de los 16 parques eólicos de La Guajira, que ya deberían estar operando y hasta ahora ninguno de ellos, con capacidad de 2.525 MW, ha entrado en operación.

Y como es apenas obvio el aumento de los precios en Bolsa termina por impactar la tarifa al usuario, en mayor o menor medida, según el grado de exposición que tenga la empresa prestadora del servicio en Bolsa y de contera, a la postre, el mayor precio en Bolsa terminará por afectar los precios transados en los contratos bilaterales de largo plazo cuando estos llegan a su fin y tendrán que renovarse.

La escalada alcista de las tarifas no se detiene, alcanzando un incremento en el caso de los usuarios de Air-e, a guisa de ejemplo, del 31% entre enero y octubre frente a una inflación global de 10,48% para el. Ismo periodo.

Y hablando de atrasos de proyectos, también hay notorios retrasos en la ejecución de proyectos de transmisión, al punto que, según lo informado por XM, debido al congestionamiento de las redes y a la sobrecarga de las mismas, no están en capacidad de transportar la energía suficiente para satisfacer el mercado del Caribe y por ello reportó que desde hace varios meses se ha venido registrando “demanda no atendida”, que es como llama XM, eufemísticamente, el racionamiento en la prestación del servicio de energía.

Y para rematar, del amago que sigue sin disiparse de un apagón financiero de las empresas pasamos a un apagón regulatorio por cuenta de la inoperancia de la CREG. Esta pasó de su desmantelamiento a consecuencia de la declaratoria de la nulidad decretada por el Consejo de Estado de los nombramientos de los expertos comisionados por parte del anterior gobierno por no reunir la calidad de tales, a su interinidad al no nombrar sus reemplazos en propiedad sino en calidad de encargados y cuando se les terminó el encargo quedó sin el quorum necesario para tomar decisiones y al final, con el retiro de su director José Fernando Prada por tiempo cumplido de su periodo en la CREG ésta quedó al garete.

Finalmente, ante el requerimiento de la Procuraduría y la presión de las empresas del sector, se vieron compelidos y precisados a nombrar 4 de los 6 expertos comisionados, pero solo uno de ellos en propiedad, actuándose por parte del Gobierno nacional con negligencia y contumacia en desmedro de la institucionalidad.

La CREG no avanza, retornó a la interinidad que ya creíamos superada. Y mientras tanto se han venido represando decisiones que solo la Comisión puede tomar, porque son de su competencia, para frenar el alza excesiva en las tarifas de energía que paga el usuario final, que es el paganini de este despiporre.

*Exministro de Minas y Energía y membro de Número de la ACCE.

La empresa mantendrá sus niveles de producción entre 725 mil y 730 mil barriles equivalentes por día, y el 42 % de los recursos se destinarán a proyectos de transición energética, soluciones de bajas emisiones y abastecimiento de gas natural.

La Junta Directiva de Ecopetrol aprobó el Plan de Inversiones 2024 por un monto que oscila entre 23 y 27 billones de pesos, en el marco de su Estrategia 2040.

La empresa destinará alrededor de 19,3 billones de pesos para mantener los actuales niveles de producción entre 725 y 730 mil barriles equivalentes por día, un promedio de carga en las refinerías entre 420 y 430 mil barriles por día, y más de un millón de barriles transportados diariamente.

Se tiene previsto invertir más del 42% del plan en proyectos de transición energética, a través de los negocios de soluciones de bajas emisiones, abastecimiento de gas natural, descarbonización, transmisión eléctrica y vías.

Cerca de 3,7 billones de pesos se destinarán a proyectos y actividades de SosTECnibilidad, principalmente en las áreas de desarrollo territorial, cambio climático, ciencia, tecnología e innovación.

De acuerdo con el Plan, en los próximos tres años el Grupo Ecopetrol generará más de 7 billones de pesos en eficiencias comerciales, ahorros y control del gasto. Asimismo, en 2024 se asegurarán retornos competitivos con precios de Brent de US$ 75 por barril, con un ROACE alrededor del 9%, un margen EBITDA aproximado de 38% y transferencias a la Nación superiores a 38 billones de pesos.